盐穴压缩空气储能技术在江西省的应用展望

新型储能是实现双碳目标的重要支撑。结合江西省内丰富的盐穴资源和能源结构特点，提出开展盐穴压缩空气储能的解决方案。从压缩空气储能发展现状、项目特点、关键设备、应用场景及成本分析等方面进行分析总结，探讨了利用现有盐穴资源部署压缩空气储能的可行性和必要性，认为此类项目落地江西恰逢其时且势在必行。但是存在无商业模式支撑的重大制约因素，应当从健全激励政策、完善价格机制、加快电力市场建设、推动整体规划和投资模式创新5个方面着力破解，早日实现省内首个项目落地。

1盐穴压缩空气储能技术发展概述

盐穴即盐矿开采后留下的矿洞。国际上常用做储天然气库、储油库、压气蓄能、废渣回填、储氢库、核废料处置等。

我国相关研究起步虽较晚，但工程实施已走在了世界的前列。随着中国山东肥城盐穴先进压缩空气储能电站一期(10MW/60MW·h)和中盐金坛盐穴压缩空气储能国家示范项目一期(60MW/300MW·h)相继并网投产，我国盐穴压缩空气储能领域的研发与应用取得重大进展。国内不少制盐企业，看到盐穴资源新的用途，陆续加入到压缩空气储能电站开发的行列。目前已启动建设的项目包括山东泰安、山东肥城、湖北应城、江苏淮安、陕西榆林、湖南衡阳等，项目规模均在百兆瓦级以上，并且采用了4～8h的放电时长设计。

2压缩空气储能技术发展流程及原理

压缩空气储能技术(compressed air energy stor-age，CAES)是在燃气轮机技术的基础上发展起来的一种大型储能技术，是目前物理储能技术中除抽水蓄能外最为成熟的一种技术，也是当今研究开发大型储能技术的热点之一。

2.1 CAES技术的发展流程

传统的压缩空气储能技术是由德国工程师StalLaval在1949年提出的。当用电低谷时，消耗电力驱动压缩机工作产生高压空气并存储;当用电高峰时，被压缩的空气膨胀，进入透平做功产生电力。由于空气膨胀做功需要吸收热量，传统压缩空气储能需要在发电过程中燃烧天然气补热以提高功率，这也导致传统压缩空气储能技术存在碳排放和环境污染问题。为解决这一问题，逐步发展出先进绝热压缩空气储能、等温压缩空气储能、深冷液化空气储能和超临界空气储能等新技术。其中，先进绝热压缩空气储能(advanced adiabatic compressed airenergy storage，AA-CAES)相对最为成熟、规模最大，该储能系统中增加了储热装置，使空气压缩过程中产生的高热量得到充分利用，并通过储热装置储存起来，再进行高压空气膨胀发电时的回热，从而使能量利用效率大大提高，不再需要燃烧补充热量的天然气。

2.2 AA-CAES技术的工作原理

针对先进绝热压缩空气储能技术，中科院、清华大学等国内研究机构已开展相关技术研发20多年，目前技术处于领先地位、具有完全自主知识产权。两家单位技术路线主要区别在蓄换热方式上，清华大学蓄热工质采用导热油，储热温度可以达到320℃，应用在江苏金坛项目;中科院蓄热工质采用低温加压水，应用在山东肥城项目。此外，中国能建吸收了中科院技术，自主开发了有别于中科院、清华大学的技术路线：采用高压热水进行储热的“中温绝热压缩”以及采用新型低熔点熔盐+高压热水储热的“高温绝热压缩”技术路线。从目前国内各方研究的成果来看，基本采用了“绝热压缩+多介质宽温储热+地下储气库”的技术路线，这也是未来最适合市场化大规模推广的技术路线。

AA-CAES系统的各部件可分为固定设备和可变设备。固定设备与系统的功率大小有关，包括压缩机系统、空气透平系统、控制系统、换热系统等;可变设备同储能容量有关，包括蓄热系统、储气单元等。该系统储能时将高压空气储存于储气装置中，储气装置的容积决定系统的容量;释能时通过空气透平转动带动发电机发电，系统发电功率取决于空气透平的规模。若AA-CAES系统的功率确定，随着储能时间的增加，固定设备不用增加，只是增加可变设备投入，故其储能容量越大，储能系统的单位造价越低。

由于AA-CAES系统的压缩过程和膨胀发电过程是相对独立的2个过程，其储能及释能时间既可以按照1∶1配置，也可以根据实际需要按照N∶1配置，系统运行模式灵活，可适应不同用户对储能技术的需求。

3盐穴压缩空气储能电站关键设备

盐穴压缩空气储能电站主要包括压缩储能系统、膨胀发电系统、换热系统、蓄热系统、地下储气系统及智能化控制系统等，主要设备包括压缩机、空气透平及发电机、换热器及大容量蓄热装置等。相关的设备技术相对成熟，通过项目示范建设，基本形成了一定的产业链基础，且均有2家或多家国内供应商具备设计制造能力，行业基础能够支撑大容量(300MW等级)压缩空气储能的工程化应用。未来一段时期内，压缩空气储能核心装备的发展趋势是进一步提高设备效率和容量，提升储热温度，开展多类型储气库工程示范，降低工程投资，提高智能化水平，力争建成300MW等级、储能效率70%～75%以上的压缩空气储能项目。

3.1压缩机

该类项目所需压缩机以宽负荷、非稳态、高温、高压、频繁启停为主要运行特点，同时还要具备机组快速启停及载荷自动加载卸载功能。目前，市场上压缩机的技术比较成熟，国内厂家以沈鼓集团、陕西鼓风机集团为代表，已建立标准的技术体系，且在石化、空分领域几千台的商业化产品中得到验证，所有部件均实现了国产化。但大规模压缩机的设计制造仍需进一步攻关，压缩机实现单机300MW级仍存在很大难度和瓶颈，需现有压缩机采用多列并联及多段串联方式实现。

此外，对于不同季节的气温、沙尘、湿度等，压缩机的设计也要有适应性的调整：压缩机的流量、排气温度、电机功率等都要受到环境温度的影响;首段压缩机叶片安全主要受沙尘影响;雨雪、大湿度等均影响首段压缩机叶片安全以及除湿装置、气水分离装置投资。

3.2空气透平

对于大型压缩空气储能电站，空气透平一般采用多级膨胀带中间再热，全周进气+二路补气，轴向排气的结构形式。国内厂家以三大动力为代表，具有丰富透平设计制造经验，采用汽轮机领域成熟商用机组设计技术，性能得到实物机组验证。相比汽轮机，空气透平无高温部件，可更快速的启停，单机功率可覆盖5～300MW范围，5轴齿轮箱是空气透平的关键技术难度之一，其设计、加工制造、振动调试的难点较大。

此外，压缩空气储能项目具备调相机功能，在充放电时段之外，为电网提供快速无功电压支撑，提升电网短路容量，抑制暂态过电压，相关机构已开展有关研究：在空气透平和发电机转子之间设置断点，并加装相关连接装置;在选择发电机短路比、暂态电抗、进相能力、励磁电压等参数时，需要满足电网对储能电站的参数要求，同时采用透平少量进气拖动调相机的方案。

3.3换热器

换热器产品设备应用广泛，技术成熟度高，国内供应商如兰石换热公司、上海辅机厂、东方锅炉等均有成熟业绩。为解决热冲击与热疲劳问题，哈尔滨汽轮机厂专门为压缩空气储能项目研制了一款“U”形发夹式换热器，属于管壳式换热器一类，具有流量大、承压高、耐高温、启停快、高效率等特点，已应用于江苏金坛压缩空气储能项目。换热系统参数对压缩空气储能工艺系统、设备选型、系统效率、工程投资及运行特性影响显著，应通过技术经济比较确定。

4 盐穴压缩空气储能落地江西的必要性和可行性

4.1建设必要性

4.1.1贯彻落实国家储能产业发展战略

在中央政治局第三十六次集体学习时，习近平总书记指出，要推进先进储能技术规模化应用。尽管我国储能装机规模世界第一，但储能与风电光伏新能源装机规模的比例(简称“储新比”)不到7%，其他国家和地区的平均储新比已达15.8%。随着新能源发电规模的快速增加，我国储新比还有很大的增长空间，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术研究应用既势在必行，也是落实国家战略决策的共同目标。

4.1.2加快推动江西新型电力系统建设

江西省缺煤、少水(能)、无油、乏气，新能源潜力有限，能源自给能力严重不足，其中风电资源属国家最弱的四类地区，光伏资源属国家较弱的三类地区，发电可利用小时数低于全国平均水平。多年来，江西省多措并举推进全省新能源项目建设，克服了省内新能源资源禀赋差的短板。根据《江西省能源发展十四五规划》中提出，江西省面临着全省非化石能源发展空间有限、非化石能源消费比重达到全国平均目标困难较大、能源结构调整面临瓶颈等挑战，因此，要进一步完善能源储运网络，加强电力调峰能力建设，加快风电、光伏发电与新型储能融合发展，开展一批新型储能试点项目建设。新型储能技术的研究与示范应用，将有助构建江西省能源发展新格局，使能源资源配置更加合理，提升能源综合储备调节能力，是加快推动江西省新型电力系统建设的关键一环。

4.1.3深化拓展合作空间实现企地共赢

国家电投江西公司积极落实集团公司2035一流战略，以“建设以发电为主体、发电与综合智慧能源供应相互促进的一流企业”为己任，积极在江西及福建、湖北、湖南等12个省份规划布局火电、水电、风电、光伏、生物质等发电类谷提升地区电力系统调节能力，已成为电网安全发展的重要选项。中国电力企业联合型，总装机规模1 151万kW，清洁能源占比接近45%，是江西省电力装机规模最大、清洁装机最高、产业结构领先的发电企业;到2025年前后，江西公司总装机达到1 762万kW，清洁能源占比60%以上。

随着新能源装机规模在江西公司发电装机占比不断攀升，储能配置需求也将大幅提升。2023年，江西公司新能源装机新增规划100万kW，暂按《江西省能源局关于开展风电、光伏发电项目竞争优选工作的通知》中“按照市场化并网申报的项目原则上应承诺配置不低于15%容量储能设施”的政策要求，江西公司在2023年配套建设新型储能规模至少应达到15万kW。同时，拥有盐穴资源的樟树地区目前仅有清江变、盐化变2座220 kV变电站，尚无500 kV变电站。根据《江西省能源局关于开展风电、光伏发电规划库调整工作的通知》中指出，樟树市目前电网消纳状况处于红色等级，导致新能源开发受到严重制约，发展长时储能进行电量的时空平移，将是该问题的有力解决途径。

地企双方在长时储能方面，存在高度的契合点、着力点、发展点。同时，樟树地区隶属宜春市，江西省正在致力于打造宜春为“亚洲锂都”，已引进国轩高科、宁德时代、比亚迪等国内头部企业，国家电投江西公司作为江西省发电装机规模最大且新型储能技术创新应用企业，建设省内首个长时新型储能创新应用基地，将为江西省制定储能产业政策和引领产业创新发展提供科学决策依据，助力江西省多元产业融合发展。

4.1.4压缩空气储能是目前唯一可对标抽水蓄能的长时储能技术

目前，国际上只有抽水蓄能和压缩空气储能2种储能技术，实现了长时间储能技术的大规模商业应用。抽水蓄能技术是目前最成熟的储能技术，具有容量大、寿命长、成本低等优点。但抽水蓄能技术对于地理条件有严苛的限制，还具有投资大、建设周期长、移民搬迁及生态环境破坏等问题，使其应用受到了一定限制。因此发展抽水蓄能外的其它大规模储能技术势在必行。

压缩空气储能技术具有规模大、效率高、成本低、环保等优点，被认为是最具有广阔发展前景的大规模储能技术。由于先进绝热压缩空气储能系统不涉及化石燃料的燃烧、运行过程不排放任何有害物质、系统由机械设备构成不涉及废旧设备回收污染问题，对环境友好度高，符合低碳绿色的建设需求。因此，建设大规模先进绝热压缩空气储能电站对满足江西省电力储能需求具有重要意义。

4.1.5推动储能产业释放全新增长动能

压缩空气储能技术可以实现常规电力削峰填谷，提高常规能源发电与输电的效率、安全性和经济性，同时可以促进清洁能源发电比率的提高和能源结构的调整，有效减少污染物排放，推动雾霾和环境治理，被称为能源革命的重要支撑技术，是极具发展潜力的战略性新兴产业。通过本项目实施不仅可以助力于新能源电力的消纳;还可以推动压缩空气储能技术产业化，使系统成本进一步下降;到2050年储能技术市场规模将达到数万亿级，预计系统产业化后每年将创造百亿产值，可有效促进国家经济增长。此外，项目落地可促进在地区形成战略性新兴产业，带动相关产业发展，增强当地的加工制造能力，有效促进国家经济增长，培养相关领域专业技术人才，并创造大量就业岗位。通过后续先进压缩空气储能技术的推广应用，将为我国建立“安全、经济、高效、低碳、共享”的国家能源体系做出重要贡献，有力地推动电力系统运行和管理方式的重大变革，有效地支持能源革命，显著降低化石燃料消耗和污染物排放，提高可再生能源发电比例，改善生态和人居环境。

4.2建设可行性

4.2.1国家政策支持压缩空气储能技术已经被编写进《能源技术创新“十三五”规划》《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019—2020年行动计划》《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》《国家重大专项“智能电网工程”实施方案》《国家重点专项“智能电网技术与装备”》《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《“十四五”规划和二〇三五年远景目标》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等国家级重要规划中。其中《“十四五”新型储能发展实施方案》中，曾提到压缩空气储能，提出要大规模压缩空气储能技术实现工程化应用。

4.2.2省内资源禀赋

从国家公布的盐穴数据来看，江西樟树盐穴资源容量为1 000万m 3，仅次于江苏金坛1 430万m 3，与江苏淮安相当。项目拟依托江西省盐业集团在樟树地区的地下矿井开展盐穴压缩空气储能。“地上系统决定好坏、地下系统决定成败”。根据樟树地区盐矿的调研情况以及盐穴选址相关标准，国内某权威机构评估论证了当地盐穴的腔体埋深、密闭性条件、盐层地质条件(厚度、含矿率、品味、夹层特征)、稳定性条件等关键指标均符合相关要求，具备建设盐穴地下储库的条件。

4.2.3科技先行示范

国家电投江西公司、江盐集团和能建数科作为樟树压缩空气储能项目的投资方和运营方，以行业技术进步和社会发展为导向，“揭榜挂帅”开展科研创新，积极主动作为，率先开展大容量压缩空气储能项目的科技创新和示范应用，接来下将加快科研创新和项目推进力度，尽早建成江西樟树压缩空气示范项目，以实现示范项目的功能和示范应用价值，与政府和同行携手一致，共同推动储能新技术商业化和新装备产业化，促进行业技术进步及地方经济发展。

5压缩空气储能系统商业模式

随着市场对新能源配储路径与商业模式探索的不断进步，为了提高新能源侧储能的利用效率、便于电网调度管理、实现储能成本的合理疏导，国家及各地方省份如湖北、内蒙古、河北、青海等地均开始鼓励新能源投资方建设集中式共享/独立储能，目前共享储能建设规模要求普遍在50MW以上，部分地区如内蒙古还对共享储能的放电时长提出要求，提出要达到4h以上。

集中式共享/独立储能是指一个较大规模的共享储能将容量拆分出租给同一区域内的不同新能源电厂，租赁容量经认定能够满足政府对新能源电厂配储的要求;同时共享/独立储能可作为独立主体将容量用于响应电网的调度、参与电力市场，促进储能的多重价值释放。在部分电力市场建立较为完善的区域，市场能够较为充分的实现储能多重价值的出清。在这些区域，储能作为独立主体，通过参与多重电力市场充分发挥调节功能并获取容量的价值补偿，如山东地区的独立储能可以通过参与电力现货交易市场的模式，完成对电力系统调峰的功能，并通过容量补偿实现容量价值的传导和补偿。

集中式共享/独立储能的商业模式极大程度上依赖于电力市场的完备性，当前储能在江西省可参与的现行电力市场规则如下：

1)《江西省电力市场运营基本规则及九项配套规则(征求意见稿)》明确要构建包括中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场、电力零售市场、容量成本补偿机制等的电力市场，允许储能参与电力现货市场。

2)根据《江西省电力中长期交易实施规则》以及《江西省发展改革委关于完善分时电价机制有关事项的通知》，高峰时段电价上浮50%，低谷电价时段下浮50%，比现行上下浮动幅度扩大了20%。尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。一般工商业及其他用户暂缓执行。

3)《江西电力调频辅助服务市场运营规则》提出，4 MW/4 MW·h以上的独立储能电站及储能装置，可为市场提供调频辅助服务。

因此综合上述政策情况，本项目商业模式定位为独立共享储能，收益来源于：

1)参与现货交易电力交易市场，现货交易峰谷价差;通过参与容量市场获得容量补偿。2)参与电力辅助服务市场，获取调频收益。3)为江西省内开发的新能源项目做储能配套，收取容量租赁费用。

随着电力市场改革的逐步深入，容量电价政策有望从抽水蓄能向其他储能行业迁移，压缩空气储能作为可替代抽水蓄能的长时大容量储能，有望率先获得容量电价政策激励。援引业内专家消息[19-20]，压缩空气储能容量电价政策已发布内部征求意见稿，可作为未来压缩空气储能项目收益的主要依托政策。

6 结论及建议

6.1结论

1)压缩空气储能技术是支撑新型电力系统建设的重要举措，已由示范应用转向商业化应用的初期阶段。一大批压缩空气储能项目也处在规划或设计阶段，装机规模逐步增大。

2)非补燃式压缩空气储能技术不需要燃烧化石燃料，无大气污染物及CO 2排放，属于环境友好型技术，且同等规模容量下，非补燃式系统能量转换效率高于补燃式，大容量压缩空气储能推荐采用绝热压缩技术路线。

3)压缩空气储能系统的综合效率与各个子系统的能量效率密切相关，需从设备、工艺、应用场景各方面进行综合研究，仍需进行设备研发、经验积累和技术迭代。

4)江西能源发展面临着负责的内外部环境，因地制宜探索盐穴压缩空气储能技术，是江西当前和今后一个时期全社会的一项重要任务，也是“十四五”时期推进江西经济社会高质量跨越式发展的重要抓手。

5)储能的运营与成本回收机制尚不清楚，需融合技术创新、政策保障、平台支撑等多项措施，实时构建发展新业态。

6.2建议

我国当前的储能技术正随着双碳目标的提出进入高速发展通道，充满机遇和挑战。为加速推进省内首个盐穴压缩空气储能示范项目早日落地，综合当前江西省内新型电力系统建设现状，提出以下几点建议：

1)落实健全相关激励政策，鼓励企业先行先试。积极开展首台首套等示范项目建设，激发各方积极性，培育可复制、可推广的应用范围，积累关键数据和运行经验，推动新型储能产业升级。

2)尽快完善储能价格机制，推动实施峰谷电价和储能电价政策。进一步推进峰谷电价机制的实施，通过扩大峰谷电价实施范围、合理确定峰谷价差等手段，引导电力利用价格信号削峰填谷，为储能系统提供市场空间。对于储能电价，政府主管部门应对储能的容量电价、购电价格、放电价格、输配电价格以及结算方式等方面制定单独的交易电价政策，补偿储能所产生的经济效益和环境效益。

3)加快推进电力市场建设，完善电力市场机制。通过完善电力市场机制，合理体现储能在削峰填谷和提升电能质量等方面的多元价值，通过市场交易使储能获得与其特性相匹配的收益。加快推进电力市场建设，完善储能参与辅助服务市场的交易机制，丰富辅助服务交易品种，包括调峰调频、备用、黑启动等，通过市场手段实现储能系统价值的合理回报。

4)加快省级新型储能规划编制。同属华中电网的兄弟省份，纷纷提出各自的“十四五”新型储能实施方案，但江西省的相关规划尚未出台。建议省内相关部门结合新能源发展，同步开展包括储能类型、容量、功率、建设位置等内容在内的新型储能规划，明确新型储能系统最低调用小时或频次。促进大规模清洁能源并网消纳，通过合理配置一定容量、功率的新能源电站共享储能系统，在同步规划新能源方面给予政策扶持。

5)鼓励投资主体多元化，打通资本渠道，提升储能发展新价值。鼓励有条件的发电企业、电网公司、用户端、第三方独立储能企业等投资主体投资建设和运营储能设施，降低储能项目投资成本和风险，提高储能项目参与电力市场服务的便利性。随着多元主体的不断加入，共享储能商业模式要想探索出一条长远可行的道路，更需要构建多元化、多渠道、多产品的融资体系，开创新型金融服务模式，形成一批可复制、可推广的产融结合模式，积极融入地方经济社会发展，实现经济效益、社会效益、生态效益的有机统一。